稠油区深部调剖技术应用

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1、稠油区深部调剖技术应用　　摘要：本文针对稠油油藏在注水开发过程中自然递减幅度大、含水上升较快的问题，提出利用水膨体堵剂、分段塞注入工艺在此类油藏中实施大剂量深部调剖。通过对坨28断块西南稠油区实施深部调剖试验的做法进行总结、对调剖效果进行分析，我们认为该项技术对控制稠油油藏的自然递减、提高最终采收率具有可行性。关键词：水膨体分段塞大剂量深部调剖坨28断块稠油区自然递减稠油区深部调剖技术的应用坨28断块西南井区由于原油粘度较高，层间、层内矛盾突出，常规水驱开发效果较差。井区含水上升较快，自然递减大，同

2、时控制注水导致地层能量亏空严重，动液面持续下降，严重制约该井区高效开发。一、井区概况1.地质概况5研究井区位于坨28断块的西南部，其南、北分别以5号大断层和24号断层为界，西临边水，是一个相对封闭的区域。井区最大含油面积0.568Km2，平均有效厚度19.8米，地质储量187.7×104吨，采出程度25.6%。井区储层发育较厚，平均砂体厚度达40米以上，地层连通性较好，平面上井区注采井网比较完善，注采对应状况较好；统计井区韵律层注采对应率为81.1%，单向41.5%，双向及多向39.6%；其中主力韵

3、律层注采对应率达90%，单向40%，双向及多向50%。2.开发现状井区内油井12口，日液能力1422吨，日油能力91吨，综合含水93.5%，平均动液面1045米；水井开8口，分层注水7口，日注水平828m3，注采比0.57，累积注采比0.65。目前井区开发具有以下两个特征：井区常规水驱效果差，递减幅度大；井区控制注水导致地层亏空，地层能量下降二、井区存在问题1.井区油稠、水油流度比较大，非活塞性驱油现象严重井区12口井，地下原油粘度10-58mPa.s，地面原油粘度358-7600mPa.s，平均4

4、036mPa.s，地下原油密度0.84-0.89g/cm3，地面原油密度0.93-0.97g/cm3，平均0.956g/cm3，井区水油流度比高，导致常规注水“指进”现象严重，递减快。2.井区层内、层间矛盾突出5由于储层发育较厚，层内非均质性差异较大，水驱油过程中容易发生微观“指进”现象，造成层内水窜，由坨58井吸水剖面资料见层内吸水差异较大。分流河道74、河口坝主体82（2）、83（1）等主力油层在注水过程中严重干扰侧缘81（1）、83（3）及非主力油层，使得分流河道和坝主体油层水窜。三、深部堵水

5、调剖实验方案设计及实施效果分析根据对该井区存在问题以及潜力的认识，确定对该井区实施深部堵水调剖。1.方案设计1.1调剖井号的选择对井区8口水井进行压降曲线测试，求出单井的PI值和FD值，利用PI决策技术进行筛选。其中注水压力高且完不成配注的需要进行解堵；注水油压高于平均油压的需调剖井要先解堵再调剖。1.2堵剂的选用水膨体堵剂是由聚丙稀酰胺与膨胀性添加剂复合叫联生成的聚合物颗粒堵剂，它可配制成0.1-10%的浓度施工。水膨体堵剂颗粒遇水可膨胀30-50倍，遇油不膨胀，具有一定的选择性。堵剂颗粒在向地层

6、深部运移过程中，由于注入水的冲刷及地层的剪切作用，产生重新分布、聚集，致使作用在剩余油上的粘滞力的分布发生改变，对剩余油产生驱替作用。水膨体堵剂的上述特点，使其成为理想的油藏深部调剖堵剂。1.3确定堵剂用量利用PI值计算来求得堵调剂用量，计算公式如下：5Q=β*H*ΔPI采用上式对堵剂用量作初步计算，并结合单井不同情况进行修正确定单井堵剂用量。坨28断块7-8单元39018井区堵剂用量表1.4段塞设计优化与注入为保证堵剂能充分进入地层、最大可能延伸封堵半径，设计第一段塞为0.25%的浓度较低的水膨体

7、堵剂，同时由于原油粘度较稠，为有效封堵原窜流水道，采用了低、高浓度（0.5%和0.25%）的水膨体堵剂交替注入，在水膨体堵剂注完后采用浓度为5%的榆树皮粉进行过顶替封口。根据堵剂类型和堵剂用量，确定单井堵剂段塞。2.方案实施进展情况按照方案设计对3口井（39013、39018和T58）实施了深部堵水调剖，均正挤水膨体堵挤，共计注入堵剂4593方。3.实施效果分析3.1水井在实施堵水调剖之后，注入压力明显上升L：39018井注入压力由4.4Mpa提高到11Mpa，39013由5.5Mpa提高到10Mp

8、a，T58由8.4Mpa提高到12.8Mpa。3.2由水井调剖前后压降曲线对比：水井注入状况有所好转53.3调剖前后油井效果对比：有5口对应油井，平均含水由95.1%下降到92.9%，下降2.2个百分点；油量由46.9吨上升到65.9吨，取得较好效果。截止目前，井区自然递减为12.89%，与去年同期的23.72%对比下降10.83%，井区累计增油2610吨。四、认识及建议通过水膨体堵剂分段塞注入，大剂量深部堵水调剖，注水井注入状况得到好转，效果明显。目前所用水膨体堵剂